"Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығына өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2026 жылғы 16 сәуірдегі № 157-н/қ бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2026 жылғы 17 сәуірде № 38466 болып тіркелді

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
Қолданысқа енгізілу тәртібін 4-тармақтан қараңыз.

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығына (Нормативтiк құқықтық актiлердің мемлекеттiк тізілімінде № 17131 болып тіркелген) мынадай өзгерістер мен толықтырулар енгізілсін:

кіріспе жаңа редакцияда жазылсын:

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 121-бабының 11-тармағына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларда:

1 және 2-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"1. Осы Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар (бұдан әрі – Қағидалар) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі (бұдан әрі – Кодекс) 121-бабының 11-тармағына сәйкес әзірленді.

2. Осы Қағидалар Қазақстан Республикасының аумағында орналасқан көмірсутек кен орындарын барлау мен игеруге қойылатын талаптарды белгілейді және Қазақстан Республикасының құзыретті органының, көмірсутектер саласындағы уәкілетті органның және олардың аумақтық органдарының, жер қойнауын пайдаланушылардың (операторлардың, сенімгерлік басқарушылардың) және ұйымдардың пайдалануына арналған.

Осы Қағидалардың талаптары пайдалы қазбалардың басқа түрлеріне қолданылмайды.";

4 және 5-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"4. Осы Қағидалар күшіне енгенге дейін бекітілген көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану саласындағы жобалау құжаттары олардың қолданыс мерзімі аяқталғанға дейін қолданылады және осы жобалар бойынша барлау мен игеруді жүргізу тәртібі 4, 6, 10-тарауларды қоспағанда, осы Қағидалардың ережелерімен реттеледі.

5. Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) геологиялық қорлар – кенжатындағы көмірсутектер қорлары;

2) жұмсақ режим – осы Қағидалардың 263-1-тармағында көрсетілген барлау кезеңінде ұңғымаларды уақытша пайдалану кезіндегі жұмсақ жұмыс режимін қамтамасыз ететін технологиялық өлшемшарттарға сәйкес келетін уақытша пайдалану кезеңіндегі ұңғыманың жұмыс режимі;

3) көмірсутектер – мұнай, шикі газ және табиғи битум;

4) күрделі жобаларға мыналар жатады:

Каспий теңізінің қазақстандық секторы шегінде толық немесе ішінара орналасқан жер қойнауы учаскесінде (учаскелерінде) кез келген көмірсутектерді барлауды және (немесе) өндіруді көздейтін теңіз жобалары;

газ немесе газ конденсатының кенжатыны немесе мұнайға қаныққан бөлігі көлемінің үлесі кенжатынның немесе кен орнының жалпы көмірсутектер көлемінің жиырма бес және одан аз пайызы болатын кен орны бар жер қойнауы учаскесінде (учаскелерінде) көмірсутектерді барлауды және (немесе) өндіруді көздейтін құрлықтағы газ жобалары;

мынадай: құрамында дәстүрлі емес көмірсутектер қоры болатын; анықталған көмірсутектер кенжатынының (кен орнының) ең жоғарғы нүктесінің абсолюттік тереңдігі 4500 метрден кем болмайтын; табылған кенжатындағы (кен орнындағы) күкіртті сутектің құрамы қабаттық флюидте 3,5 және одан да көп пайызды құрайтын; табылған кенжатын (кен орны) ұңғыманың оқпанындағы сұйықтықтың тығыздығы 1000 кг/м3 болатын гидростатикалық қысымға қабаттық қысымның қатынасы ретінде айқындалатын, аномальдық коэффициенті 1,5 және одан жоғары аномальдық жоғары қабаттық қысыммен сипатталатын; табылған кенжатын (кен орны) қалыңдығы 100 метрден асатын тұзды шөгінділердің астында орналасатын; табылған кенжатын құрылымдық емес тұтқыштарға жататын параметрлердің кем дегенде біреуі болатын жер қойнауының кез келген учаскесінде көмірсутектерді барлау мен өндіруді көздейтін құрлықтағы жобалар;

5) көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану саласындағы базалық жобалау құжаттары – барлау жұмыстарының жобасы; сынамалап пайдалану жобасы; көмірсутектер кен орнын игеру жобасы;

6) көмірсутектер кенжатыны – коллектор-жыныста және өткізбейтін жыныстар жапқыштарында түзілген тұтқыштағы көмірсутектердің табиғи оқшау жинақталуын қамтитын жер қойнауының бір бөлігі;

7) көмірсутектер кен орны – есептеу бойынша есеп осы Кодексте көзделген жер қойнауы мемлекеттік сараптамасының оң қорытындысын алған бірыңғай құрылымдық элементпен бақыланатын және жергілікті бір алаңда орналасқан, бір немесе бірнеше тұтқыштарға жататын кенжаты немесе кенжатындар жиынтығы;

8) көмірсутектер кен орнын игеру (өнеркәсіптік игеру) – өндіру кезеңінде жүргізілетін көмірсутектерді өндіру;

9) көмірсутектер қорлары – қалыпты (0,1 МПа және 20°С) жағдайларға келтірілген, кенжаттағы мұнайдың, конденсаттың массасы, сондай-ақ газ көлемі;

10) көмірсутектер қорларын есептеу – көмірсутектердің кенжатындарын іздестіру, бағалау, сынамалап пайдалану және өнеркәсіптік игеру процесінде алынған барлық мәліметтерді біріктіретін жер қойнауын егжей-тегжейлі зерттеу, оның нәтижелері бойынша көмірсутектер қорларының саны есептеледі және сапасына баға беріледі;

11) көмірсутектердің қорларын жедел есептеу – көмірсутектердің кенжатындарын іздестіру және бағалау жүргізу процесінде алынған бастапқы мәліметтердің негізінде жаңадан табылған көмірсутектердің кенжатындары бойынша көмірсутектердің қорларын бағалау;

12) қабатты сынамалау – қабаттан ағынды шақырту, қабат сұйықтығының сынамаларын іріктеу, қабаттың қанықтығының сипатын бағалау, қабаттың негізгі гидродинамикалық параметрлерін және ұңғымалардың дебитін айқындау мақсатындағы жұмыстар кешені. Қабаттарды сынамалау ашық оқпанда ұңғымаларды бұрғылау процесінде, әрі пайдалану бағанасында жүргізіледі;

13) мұнай – шикі мұнай, газ конденсаты, тақтатасты мұнай, сондай-ақ шикі мұнайды тазартқаннан кейін және жанғыш тақтатастарды, мұнай битумды жыныстарды немесе шайырлы құмдарды өңдегеннен кейін алынған көмірсутектер;

14) сынамалап пайдалану – қабаттар мен кенжатынның, кен орнын әзірлеу жобасын жасау үшін ұңғымаларды кешенді геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің геологиялық-кәсіпшілік сипаты туралы қолда бар ақпаратты нақтылау және қосымша ақпарат алу мақсатында жүргізілетін жұмыстар. Сынамалап пайдалану ұңғымалар мен көмірсутектерді өндіруді зерттеу мақсаттарында уақытша пайдалануды көздейді;

15) тәуелді ұңғымалар – кенжатынның геологиялық құрылысын нақтылау мақсатында барлау жұмыстарының жобасында көзделген тәуелсіз ұңғымаларды бұрғылаудың немесе басқа де геологиялық зерттеулердің нәтижелері бойынша бұрғылау орындылығы және орналасу нүктелері анықталатын іздестіру немесе бағалау ұңғымалары;

16) тәуелсіз ұңғымалар – кенжатын (кенжатындар жиынтығы) құрылысының негізгі сипаттарын айқындау үшін бұрғыланатын және геофизикалық зерттеулердің деректеріне, іздестіру мақсатындағы бұрғылау нәтижелеріне қарай орналастыру көзделетін алғашқы кезектегі іздестіру немесе бағалау ұңғымалары;

17) техникалық жобалау құжаттары – базалық жобалау құжаттарының негізінде әзірленетін, мына жобалау құжаттарын қамтитын, бірақ олармен шектелмейтін құжаттар: сейсмикалық жұмыстар жобасы, ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі техникалық жоба; ұңғымаларды консервациялау немесе жою жобасы; жайластыру жобасы, жер қойнауы учаскесін консервациялау жобасы; технологиялық объектілерді жою немесе консервациялау жобасы; көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану салдарын жою жобасы;

18) ұңғыманы сынау – зерттеу мақсатында өндіру кезеңінде өндіру учаскесін барлау және жете барлау кезінде ұңғыманы уақытша пайдалану;

19) ұңғымаларды уақытша пайдалану – ұңғымалардың жұмсақ жұмыс режимі сақталған кезде, сондай-ақ егер ұңғыманы сынау нәтижелері бойынша мұнай құрамында шикі газдың бар екені анықталса, газды қайта өңдеуді дамыту бағдарламасы бар болған кезде барлау кезеңінде объектілерді сынау және өндіру кезеңінде өндіру учаскесін жете барлау үшін 90 (тоқсан) күннен астам мерзімге ұңғыманы пайдалану.";

21-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"21. Іздестіру немесе барлау ұңғымалары бөлінісінде өнімді қабаттар (ұңғымадағы сынау объектілері) бөлінген кезде барлау жұмыстарының жобасында белгіленген мерзімде ұңғымалардың объектілерін сынау жүргізіледі. Әрбір өнімді қабатты (ұңғымадағы сынау объектісін) сынауды әрбір сынау объектісі үшін кәсіптік-геологиялық және гидродинамикалық зерттеулер кешенін жүргізе отырып, 90 (тоқсан) күннен аспайтын мерзімде сынауға жол беріледі.

Шикі газды қайта өңдеуді дамытудың бекітілген бағдарламасы болған жағдайда ұңғымадағы объектілерді 90 (тоқсан) күннен астам мерзімге сынауға жол беріледі.

Ілеспе газды кәдеге жаратпай не өндірілетін газды қайта өңдеусіз (кәдеге жаратпай) өндіру кезеңінде өндіру учаскесін барлау және жете барлау кезеңінде бұрғыланған ұңғыманы уақытша пайдалануға жол берілмейді.

Іздестіру және бағалау ұңғымаларын уақытша пайдаланудың басталу сәтi ұңғымадағы объектілерді сынаудың белгiленген кезеңi (90 (тоқсан) күннен астам) аяқталғаннан кейiн ұңғыманың уақытша пайдалану режимiне iс жүзiнде ауысуы болып табылады.

Іздестіру және бағалау ұңғымаларын уақытша пайдалану кезінде жер қойнауын пайдаланушы осы Қағидалардың 326-тармағына сәйкес мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру кезінде кәсіпшілік зерттеулер кешенін жүргізеді.";

23-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"23. Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті орган табуды растаған күннен бастап бір айдың ішінде құзыретті органды жазбаша түрде хабардар етеді және бағалау жұмыстарының жүргізілуін көздейтін барлау жұмыстарының жобасына, сондай-ақ бұрғыланған ұңғымаларды уақытша пайдалану шеңберінде шикі газды қайта өңдеуді дамыту бағдарламасына толықтыруды әзірлей бастайды.";

84-тармақта:

6) тармақша жаңа редакцияда жазылсын:

"6) көмірсутектерді кен орнын игеру жобасында көзделген тәртіппен шығаруды;";

7) тармақшамен толықтырылсын:

"7) аралық бағандар қысымын мониторингтеуді қамтамасыз етеді";

101-тармақта:

10) тармақша жаңа редакцияда жазылсын:

"10) шикі газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) бойынша бөлімді;";

11) тармақшамен толықтырылсын:

"11) аралық бағандар қысымын мониторингтеу бойынша бөлімді";

231 және 232-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"231. Қандай да бір себептерге байланысты экономикалық тұрғыдан пайдалануы тиімсіз болып табылатын ұңғымалар Кодекстің 126-бабының 1-тармағына сәйкес көмірсутектер өндіру саласындағы уәкілетті орган бекітетін Көмірсутектерді барлау және өндіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларына сәйкес белгіленген тәртіппен пайдалану қорынан консервациялауға уақытша шығарылады.

232. Өз міндетін орындаған, одан әрі басқа жолмен пайдалану тиімсіз немесе мүмкін емес болып табылатын барлық ұңғымаларды Кодекстің 126-бабының 1-тармағына сәйкес көмірсутектер өндіру саласындағы уәкілетті орган бекітетін Көмірсутектерді барлау және өндіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларына сәйкес белгіленген тәртіппен жою қажет.";

13-тараудың тақырыбы мынадай редакцияда жазылсын:

"14-тарау. Ұңғымалардың міндеті";

14- тараудың тақырыбы мынадай редакцияда жазылсын:

"15-тарау. Қабатқа әсер ету жүйесін игеру тәртібі";

мынадай мазмұндағы 245-1 және 245-2-тармақтармен толықтырылсын:

"245-1. Кодекстің 148-1-бабына сәйкес көмірсутек кен орындарында мұнай алуды ұлғайту мақсатында жер қойнауын пайдаланушылар күрделілігіне қарай дәстүрлі және арнайы деп бөлінетін мұнай алуды ұлғайту әдістерін қолдана алады.

Мұнай алуды ұлғайтудың дәстүрлі әдістеріне кен орындарын игерудің бастапқы және қайталама тәсілдері жатады.

Бастапқы игеру тәсілі қабаттың ішкі энергиясының әлеуетін пайдалануға негізделген мұнай алу тәсілдерін білдіреді, мұнда мұнай ағыны шынайы табиғи факторлардың есебінен қамтамасыз етіледі. Бастапқы игеру тәсілдеріне мынадай режимдер жатады:

су айдау (табиғи);

серпінді (серпінді-су айдау);

газағындық (газ бүркемесі режимі);

еріген газ режимі;

гравитациялық режим;

аралас режим.

Қайталама игеру тәсілдері қабат энергиясын жасанды түрде ұстап тұруды пайдалана отырып, мұнай алуды көздейді және қабат қысымын жасанды түрде ұстап тұруға негізделеді. Қайталама игеру тәсілдеріне мыналар жатады:

суды айдау;

газды айдау.

Арнайы (үшіншілік) игеру әдістері – қабаттағы қалдық мұнайды қабат мұнайының және/немесе айдалатын агенттердің қасиеттеріне әсер ету арқылы мобилизациялауға бағытталған. Арнайы әдістер:

жылулық (буды айдау, бу-гравитациялық дренаж, еріткішті газ фазасында айдау, қабат ішіндегі жану, ыстық су айдау);

газдық (су-газдық әсер ету, көмірсутекті газды, көмірқышқыл газын, азотты, ауаны, түтін газдарын айдау);

химиялық (беттік-активті заттардың ерітінділерін, полимерлерді, сілтілерді, қышқылдарды, химиялық композицияларды, гель-полимерлі суландыру, мицеллярлық ерітінділерін айдау);

микробиологиялық;

аралас болып бөлінеді.

245-2. Мұнай алуды ұлғайтудың арнайы әдістерін қолдана отырып өндірілген көмірсутектер көлемін есептеу тәртібі мынадай түрде айқындалады:

мұнай алуды ұлғайтудың арнайы әдістерін қолданбай базалық мұнай өндірудің болжамды деңгейін айқындау аналитикалық немесе сандық әдістерді (геологиялық-гидродинамикалық модель) пайдалана отырып жүзеге асырылады.

Базалық өндіруді есептеудің аналитикалық әдістерін пайдалану кезінде мынадай кезеңдер орындалады:

әрекеттесетін өндіруші ұңғымалардың тізбесін айқындау;

базалық кезеңді айқындау;

көрсеткіштерді болжау үшін қолданылатын әдісті айқындау (ығыстыру сипаттамалары – сулану қисықтары немесе өндірудің төмендеу қисықтары);

базалық мұнай өндірудің болжамды деңгейін есептеу.

Сандық әдістерді пайдалану кезінде мынадай кезеңдер орындалады:

геологиялық-гидродинамикалық модель құру;

геологиялық-гидродинамикалық модельді игерудің нақты көрсеткіштеріне бейімдеу;

базалық мұнай өндірудің болжамды деңгейін есептеу.

Мұнай алуды ұлғайтудың арнайы әдістерін қолдана отырып өндірілген мұнай көлемі нақты өндіру деңгейі мен мұнай алуды ұлғайтудың арнайы әдістерін қолданбай базалық өндірудің болжамды деңгейі арасындағы айырма ретінде айқындалады.

Мұнай алуды ұлғайтудың арнайы әдістерін қолданбай базалық мұнай өндіруді есептеуді орындау көмірсутектер саласындағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес жүзеге асырылады.";

16-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда жазылсын:

"16-тарау. Іздестіру, бағалау, өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларын пайдалану";

мынадай мазмұндағы 263-1-тармақпен толықтырылсын:

"263-1. Барлау кезеңінде іздестіру және бағалау ұңғымаларын пайдалануға жұмсақ жұмыс режимін қамтамасыз ететін мынадай технологиялық өлшемшарттар сақталған кезде жол беріледі:

Мұнай кенжатындары:

Іздестіру және бағалау ұңғымаларын уақытша пайдалануға фонтандық тәсілмен жол беріледі.

Газ бүркемесі бар кен орындары (қабаттық қысым қанығу қысымына тең) үшін уақытша пайдалануға жол берілмейді.

Қабаттық қысымы қанығу қысымынан жоғары жатындар үшін кенжарлық қысым қанығу қысымынан жоғары болған кезде ұңғымаларды пайдалануға жол беріледі.

Кенжарлық қысым қабаттық қысымның 0,85 бірлігінен төмен емес болған кезде ұңғымаларды пайдалануға жол беріледі.

Газ факторының газ құрамынан 10 %-дан аспайтын мөлшерде асуына жол беріледі.

Көмірсутектерді барлаудың күрделі жобаларына жатпайтын жер қойнауы учаскесі бойынша қабаттық қысымның жыл сайын 5 %-ға дейін, жиынтығында бастапқы қабаттық қысымның 30 %-ына дейін, бірақ қанығу қысымынан төмен емес деңгейге дейін бірқалыпты төмендеуіне жол беріледі.

Көмірсутектерді барлаудың күрделі жобасы бойынша қабаттық қысымның жыл сайын 3 %-ға дейін, жиынтығында бастапқы қабаттық қысымның 50 %-ына дейін, бірақ қанығу қысымынан төмен емес деңгейге дейін бірқалыпты төмендеуіне жол беріледі.

Уақытша пайдалану процесінде сулануы 70 %-ға дейінгі ұңғымалардың жұмыс істеуіне жол беріледі.

Ұңғымалардың сулануы 70 %-дан жоғары болған кезде уақытша пайдалануға тыйым салынады.

Газ және газ-конденсат жатындары:

Кенжарлық қысым қабаттық қысымның 0,95 бірлігінен төмен емес болған кезде ұңғымаларды пайдалануға жол беріледі.

Қабаттық қысымның жыл сайын 2 %-ға дейін, жиынтығында бастапқы қабаттық қысымның 30 %-ына дейін, бірақ конденсацияланудың басталу қысымынан төмен емес деңгейге дейін бірқалыпты төмендеуіне жол беріледі.

Уақытша пайдалану процесінде сулануы 25 %-ға дейінгі ұңғымалардың жұмыс істеуіне жол беріледі.

Қабаттың сулануы 25 %-дан жоғары болған кезде уақытша пайдалануға тыйым салынады.";

274-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"274. Ұңғымаларды кез келген тәсілмен пайдалану оларда сорғылық-компрессорлық құбырлар бар болғанда жүзеге асырылады. Осы құбырлардың материалдары, өлшемдері және түсірілетін тереңдігі тартып шығарылатын сұйықтықтың ерекшелігіне, ұңғымалардағы термобарлық жағдайларға, пайдалану тәсіліне тәуелді және бекітілген әдістемелер мен ұсынымдар бойынша айқындалады.

Осы тармақтың бірінші бөлігінде көрсетілген талаптар тақтатас мұнайынан тұратынжер қойнауы учаскелеріне қолданылмайды.";

296-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"296. Ұңғымалардың жұмысын бақылау үшін негізгі көрсеткіштерді анықтайтын зерттеу кешендері жүргізіледі: қабаттық флюидтің компоненттік құрамы, тұтқырлығы, тығыздығы, қанықтыру қысымы, газ мөлшері, көлемдік коэффициенті, шығарылған газ және газсыздандырылған мұнай құрамы, сондай-ақ газ мөлшері, коэффициенттің көлемі және қабаттық флюидтің тығыздылығының қысымнан тәуелділігі. Ұңғымалардан терең мұнай/газ конденсаты үлгілерін іріктеу графигін жаңа ұңғымаларды пайдалануға енгізу және оларды кен орнының бірқалыпты бөлуін есепке ала отырып, геологиялық-кәсіпшілік қызмет көрсетуі тиіс. Әрбір пайдалану объектісі үшін қабаттық флюидтің терең үлгілерін іріктеу және зерттеу жүргізіледі.";

334-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"334. Кен орындарын (мұнай және газ-мұнай) игеруді бақылау үшін ұңғымаларды зерттеу кешенінің ең төменгі кезеңділігі осы Қағидаларға 3-қосымшаға сәйкес белгіленеді.

Ұңғымалар қоры ауқымды объектілерде осы Қағидаларға 3-қосымшаға сәйкес қолданыстағы қорды зерттеулермен ұтымды қамту қамтамасыз етіледі.

Ұңғымалар саны аз объектілерде (жалпы қордың 50 ұңғымасынан аз) зерттеулер үлесі қамтылу мен алынатын нәтижелердің дәйектілігін арттыру мақсатында жер қойнауын пайдаланушының қалауы бойынша ұлғаяды. Зерттеулерді жоспарлау кезіңде нақты игеру объектісі үшін зерттеулердің оңтайлы көлемін айқындауға мүмкіндік беретін қамту картасы ескеріледі.";

346-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"346. Мұнай және газ-мұнай кен орындарын игеру кезіндегі геофизикалық, гидродинамикалық және физика-химиялық зерттеулердің кешенділігі мен кезеңділігі нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес жүзеге асырылады.

Зерттеулердің көлемі, кезеңділігі және құрамы алынатын қорлардың игерілу дәрежесін және игеруді басқарудың ағымдағы міндеттерін ескере отырып, игеру сатылары бойынша сараланады.

Игеру сатылары алынатын қорларды іріктеу үлесіне қарай айқындалады:

I – пайдалануға енгізу кезеңі – алынатын қорлардың 15 %-ына дейін іріктеу;

II – мұнай өндіруді тұрақтандыру (ең жоғары өндіру) кезеңі – 15 %-дан 40 %-ға дейін;

III – өндірудің табиғи төмендеу кезеңі – 40 %-дан 65 %-ға дейін;

IV – өндіру қарқыны төмен болатын және өнімнің сулануының жоғары дәрежесі сипатталатын соңғы (қорытынды) кезеңі – алынатын қорлардың 65 %-дан астамын іріктеу.

Сатылылық тұтастай кен орнына ғана емес, сондай-ақ игерудің жекелеген объектілеріне (қабаттар, кенжатындар, пайдалану объектілері) де қолданылады, өйткені олар бойынша қорларды игеру қарқыны, өндіру динамикасы және технологиялық көрсеткіштер айтарлықтай ерекшеленуі мүмкін.

Кен орнының геологиялық-физикалық ерекшеліктерін, қабылданған игеру жүйесін және жобалық шешімдерді ескере отырып, игеру сатысын белгілеу өлшемшарттарын нақтылуға және түзетуге жол беріледі.

Негізгі өлшемшарттарға өндірудің нақты динамикасы, алынатын қорларды іріктеу үлесі, өнімнің сулану деңгейі, газ факторының өзгеруі, қабаттың энергетикалық жай-күйі, сондай-ақ басқа да технологиялық және экономикалық көрсеткіштер жатады.

Игеру сатысы жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және Кодексте және Қазақстан Республикасының өзге де заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған кен орнын игеру жобасында белгіленеді.";

448-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"448. Көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану салдарын жою, көмірсутектер бойынша жер қойнауы учаскесін консервациялау және (немесе) технологиялық объектілерді консервациялау және (немесе) жою тәртібі Кодекстің 126-бабының 1-тармағына сәйкес көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін Көмірсутектерді барлау мен өндіруді жүргізу кезіндегі консервациялау және жою қағидаларында белгіленеді.";

III бөлім алып тасталсын;

осы бұйрыққа қосымшаға сәйкес 3-қосымшамен толықтырылсын.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай игеру және өндіру департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрықты ресми жариялағаннан кейін Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізілетін 1-тармақтың екінші, үшінші, бесінші, алтыншы, жетінші, тоғызыншы, оныншы, он бірінші, он екінші, он үшінші, он төртінші, он бесінші, он алтыншы, он жетінші, он сегізінші, он тоғызыншы, жиырмасыншы, жиырма бірінші, жиырма екінші, жиырма үшінші, жиырма төртінші, жиырма бесінші, жиырма алтыншы, жиырма жетінші, жиырма сегізінші, жиырма тоғызыншы, отызыншы, отыз бірінші, отыз екінші, отыз үшінші, отыз төртінші, отыз алтыншы, отыз жетінші, отыз сегізінші, отыз тоғызыншы, қырқыншы, қырық бірінші, қырық екінші, қырық үшінші, қырық төртінші, қырық бесінші, қырық алтыншы, қырық жетінші, қырық сегізінші, қырық тоғызыншы, елуінші, елу бірінші, елу екінші, елу үшінші, елу төртінші, тоқсан бірінші, тоқсан екінші, тоқсан үшінші, тоқсан төртінші, тоқсан бесінші, тоқсан алтыншы, тоқсан жетінші, тоқсан сегізінші, тоқсан тоғызыншы, жүзінші, жүз бірінші, жүз екінші, жүз үшінші, жүз төртінші, жүз бесінші, жүз алтыншы, жүз жетінші, жүз сегізінші, жүз тоғызыншы, жүз оныншы, жүз он бірінші, жүз он екінші, жүз он үшінші, жүз он төртінші, жүз он бесінші, жүз он алтыншы, жүз он жетінші, жүз он сегізінші, жүз он тоғызыншы, жүз жиырмасыншы, жүз жиырма бірніші, жүз жиырма екінші, жүз жиырма үшінші, жүз жиырма төртінші, жүз жиырма бесінші, жүз жиырма алтыншы, жүз жиырма жетінші, жүз жиырма сегізінші, жүз жиырма тоғызыншы, жүз отызыншы, жүз отыз бірінші, жүз отыз екінші, жүз отыз үшінші және жүз отыз төртінші абзацтарын қоспағанда, алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрі

Е. Аккенженов

"КЕЛІСІЛДІ"
Қазақстан Республикасының
Атом энергиясы жөніндегі агенттігі

"КЕЛІСІЛДІ"
Қазақстан Республикасының
Қаржы министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"
Қазақстан Республикасының
Өнеркәсіп және құрылыс министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"
Қазақстан Республикасының
Ұлттық экономика министрлігі

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрі 2026 жылғы 16 сәуірдегі № 157-н/қ бұйрығына қосымша Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларға
	3-қосымша

Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеруді бақылау кезінде ұңғымаларды зерттеудің кешеніне ең төменгі қойылатын талаптар

№ р/с	Зерттеу түрлері	Кезеңділігі	Қолданыстағы ұңғыма қорының қамтылуы	Ұңғыма санаттары
Әзірлеудің І кезеңі
1	Ағымдағы кәсіпшілік ақпарат
1.1	Сұйықтық дебиті/ қабылдағыштық	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш
1.2	Өнімнің сулануы	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
1.3	Газ факторы	(Pқабат>Рқанығу) – жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
		(Pқабатқанығу) – жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
1.4	Буферлік (Рбуферлік) және құбыр сыртындағы (Рқұбыр) сағалық қысымдар	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су жинағыш, сіңіргіш, байқаушы
		айына 2 рет	100 %	Су айдайтын, газ айдайтын
1.5	Кенжарлық қысым (Ркенжарлық)	айына1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын
1.6	Қабат қысымы (Рқабат)	тоқсанда 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш
	Қабат қысымы (Рқабат)	жылына 6 рет	100 %	Байқаушы және пьезометрлік
2	Гидродинамикалық зерттеу
2.1	Сүзудің қалыптасқан және қалыптаспаған режимдеріндегі зерттеулер*	жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, механикаландырылған, газлифтілік, газ, газконденсатты, су айдайтын, газ айдайтын
		Қажеттілігіне қарай		Су жинағыш, сіңіргіш, сулы деңгейжиекті байқаушы
3	Кәсіпшілік-геофизикалық әдістер**
3.1	Ағынның бейінін, көздерін және сулану аралықтарын зерттеу	жылына 1 рет	50 %	Фонтандық, газлифтілік, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық сорғы және штангілі тереңдік сорғы, су жинағыш***, ****
		Қажеттілігіне қарай		Газ
3.2	Сіңіру бейіні (кешен техникалық жай-күйді анықтау жөніндегі кешенмен бірдей)	жылына 1 рет	50 %	Айдайтын*****
3.3	Ұңғыманың техникалық жай-күйін анықтау	Қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық сорғы, штангілі тереңдік сорғы, айдайтын және су жинағыш***
3.4	Су-мұнай, газ-мұнай газ-су контактілері орналасуын бақылау және мұнайға қанығудың өзгеруін бағалау	жылына 1 рет	10 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық және штангілі тереңдік сорғы*****
		жылына 1 рет	100 %	Пьезометрлік
		жылына 1 рет	100 %	Байқаушы
4	Физика-химиялық зерттеу
4.1	Тереңдік сынамаларын алу******	Әр кенжатынға кемінде 1 ұңғыма		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
4.2	Сағадан сынама алу	Абаттандыру мақсатында қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
		жылына 1 рет	бұтаға/ айдау торабына 1 сынама	Су жинағыш, сіңіргіш
4.3	Айдалатын суды талдау	жылына 1 рет	100 %	Су айдайтын
Әзірлеудің II кезеңі
1	Ағымдағы кәсіпшілік ақпарат
1.1	Сұйықтық дебиті/ қабылдағыштық	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су жинағыш, сіңіргіш, су айдайтын, газ айдайтын
1.2	Өнімнің сулануы	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газоконденсатты, механикаландырылған
1.3	Газ факторы	(Pқабат>Рқанығу) – жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
		(Pқабатқанығу) – жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
1.4	Буферлік (Рбуферлік) және құбыр сыртындағы (Рқұбыр) сағалық қысымдар	айына 2 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
		айына 1 рет	100 %	Су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш, байқаушы
1.5	Кенжарлық қысым (Ркенжарлық)	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын
1.6	Қабат қысымы (Рқабат)	жылына 2 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш
	Қабат қысымы (Рқабат)	жылына 4 рет	100 %	Байқаушы және пьезометрлік
2	Гидродинамикалық зерттеу
2.1	Сүзудің қалыптасқан және қалыптаспаған режимдеріндегі зерттеулер*	жылына 1 рет	20 %	Фонтандық, механикаландырылған, газлифтілік, газ, газконденсатты, су айдайтын, газ айдайтын
		Қажеттілігіне қарай		Су жинағыш, сіңіргіш, сулы деңгейжиекті байқаушы
3	Кәсіпшілік-геофизикалық әдістер*
3.1	Ағынның бейінін, көздерін және сулану аралықтарын зерттеу	жылына 1 рет	50 %	Фонтандық, газлифтілік, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық сорғы және штангілі тереңдік сорғы, су жинағыш***, ****
		Қажеттілігіне қарай		Газ
3.2	Сіңіру бейіні (кешен техникалық жай-күйді анықтау жөніндегі кешенмен бірдей)	жылына 1 рет	50 %	Айдайтын*****
3.3	Ұңғыманың техникалық жай-күйін анықтау	Қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрифугалық сорғы, штангілі тереңдік сорғы, айдайтын және су жинағыш*****
3.4	Су-мұнай, газ-мұнай газ-су контактілері орналасуын бақылау және мұнайға қанығудың өзгеруін бағалау	жылына 1 рет	10 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрифугалық және штангілі тереңдік сорғы*****
		жылына 1 рет	50 %	Пьезометрлік
		жылына 1 рет	100 %	Байқаушы
4	Физика-химиялық әдістер
4.1	Тереңдік сынамаларын алу******	жылына 1 рет	3%	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
4.2	Сағадан сынама алу	Абаттандыру мақсатында қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
		жылына 1 рет	бұтаға/ айдау торабына 1 сынама	Су жинағыш, сіңіргіш
4.3	Айдалатын суды талдау	жылына 1 рет	100 %	Су айдайтын
Әзірлеудің ІII-VI кезеңі
1	Ағымдағы кәсіпшілік ақпарат
1.1	Сұйықтық дебиті/ қабылдағыштық	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су жинағыш, сіңіргіш, су айдайтын, газ айдайтын
1.2	Өнімнің сулануы	айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
1.3	Газ факторы	(Pқабат>Рқанығу) – жылына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
		(Pқабатқанығу) – айына 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, механикаландырылған
1.4	Буферлік (Рбуферлік) және құбыр сыртындағы (Рқұбыр) сағалық қысымдар	айына 2 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік
		айына 1 рет	100 %	Механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш, байқаушы
1.5	Кенжарлық қысым (Ркенжарлық)	тоқсанда 1 рет	100 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын
1.6	Қабат қысымы (Рқабат)	жылына 1 рет	50 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған, су айдайтын, газ айдайтын, су жинағыш, сіңіргіш
	Қабат қысымы (Рқабат)	жылына 4 рет	100 %	Байқаушы және пьезометрлік
2	Гидродинамикалық зерттеу
2.1	Сүзудің қалыптасқан және қалыптаспаған режимдеріндегі зерттеулер*	жылына 1 рет	15 %	Фонтандық, механикаландырылған, газлифтілік, газ, газконденсатты, су айдайтын, газ айдайтын
		Қажеттілігіне қарай		Су жинағыш, сініргіш, сулы деңгейжиекті байқаушы
3	Кәсіпшілік-геофизикалық әдістер**
3.1	Ағынның бейінін, көздерін және сулану аралықтарын зерттеу	жылына 1 рет	3-10 %	Фонтандық, газлифтілік, газконденсатты, механикаландырылған электрифугалық сорғы және штангілі тереңдік сорғы, су жинағыш***, ****
		Қажеттілігіне қарай		Газ
3.2	Сіңіру бейіні (кешен техникалық жай-күйді анықтау жөніндегі кешенмен бірдей)	жылына 1 рет	20-50 %	Айдайтын*****
3.3	Ұңғыманың техникалық жай-күйін анықтау	Қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық сорғы, штангілі тереңдік сорғы, айдайтын және су жинағыш***
3.4	Су-мұнай, газ-мұнай газ-су контактілері орналасуын бақылау және мұнайға қанығудың өзгеруін бағалау	жылына 1 рет	5 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған электрлі центрифугалық сорғы және штангілі тереңдік сорғы*******
		жылына 1 рет	Қажеттілігіне қарай	Пьезометрлік
		жылына 1 рет		Байқаушы
4	Физика-химиялық әдістер
4.1	Тереңдік сынамаларын алу*****	жылына 1 рет	1- 2 %	Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
4.2	Сағадан сынама алу	Абаттандыру мақсатында қажеттілігіне қарай		Фонтандық, газлифтілік, газ, газконденсатты, механикаландырылған
		жылына 1 рет	бұтаға/ айдау торабына 1 сынама	Су жинағыш, сіңіргіш
4.3	Айдалатын суды талдау (өлшенген бөліктердің саны)	айына 1 рет	100 %	Су айдайтын

Ескертпе:

* Ұңғымаларды гидродинамикалық зерттеулер жүргізу кезінде зерттеулердің кемінде 50 %-ы параметрлердің толық кешенін (қабат қысымы, ұңғыманың өнімділік коэффициенті, скин-фактор) анықтап жүргізіледі. Қабат қысымын бақылау мақсатында пайдалану қорының барлық санаттағы ұңғымаларын пайдаланылады. Егер ұңғымада кемінде үш түрлі жұмыс режиміне қол жеткізу мүмкін болмаса, индикаторлық диаграмма тұрғыза отырып, тұрақталған іріктеу әдісімен (сүзудің тұрақты немесе квазитұрақты режимдеріндегі зерттеулер) зерттеулер жүргізілмейді. Бұл ретте талап етілетін қамту деңгейімен гидродинамикалық зерттеулер жүргізілетін ұңғымалардың жалпы саны сақталады.

** Жөндеу немесе геологиялық-технологиялық іс-шаралар жүргізген кезде – бір рет жөндеуге дейін және бір рет жөндеуден кейін.

*** Су алу ұңғымаларында ұңғымаларды геофизикалық зерттеулердің кешені қажеттілік болған жағдайда жүргізіледі.

**** Қалпына келу деңгейі қисығымен ағын бейінін зерттеулермен қамту үлесі қажеттілік болған жағдайда 5 %-ға дейін өзгертіледі.

***** Тұтқырлығы жоғары көмірсутектері бар кен орындары үшін сіңіру бейінін зерттеумен қамтылатын айдау ұңғымаларын қамту қолданыстағы су айдау қорының жалпы санының 20 %-ын және бу айдау қорының 30 %-ын құрайды.

****** Алынған деректерді растау үшін кемінде үш параллель сынама алынуы тиіс.

******* Штангілі тереңдік және электрлі центрифугалық сорғылармен жабдықталған ұңғымаларда қолданыстағы қор ұңғымаларындағы ағын бейінін және ағымдағы қанығуды анықтау жөніндегі зерттеулер ағымдағы күрделі жөндеу мен геологиялық-технологиялық іс-шаралар кезінде орындалады. Қажеттілігіне қарай жоғары немесе төмен жатқан қабаттарға қайтару кезінде ағымдағы қанығуды зерттеу жүргізіледі.

О внесении изменений и дополнений в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 "Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр"

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 16 апреля 2026 года № 157-н/қ. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 17 апреля 2026 года № 38466

Примечание ИЗПИ!
Порядок введения в действие настоящего приказа см. п. 4.

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 "Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 17131) следующие изменения и дополнения:

преамбулу приказа изложить в новой редакции:

"В соответствии с пунктом 11 статьи 121 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:";

в Единых правилах по рациональному и комплексному использованию недр, утвержденных указанным приказом:

пункты 1 и 2 изложить в новой редакции:

"1. Настоящие Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр (далее – Правила) разработаны в соответствии с пунктом 11 статьи 121 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" (далее – Кодекс).

2. Настоящие Правила устанавливают требования к разведке и разработке месторождений углеводородов, расположенных на территории Республики Казахстан, и предназначены для использования компетентным органом Республики Казахстан, уполномоченным органом в области углеводородов и его территориальными органами, недропользователями (операторов, доверительных управляющих) и организациями.

По иным видам полезных ископаемых требования настоящих Правил не распространяются.";

пункты 4 и 5 изложить в новой редакции:

"4. Проектные документы в сфере недропользования по углеводородам, утвержденные до вступления в силу настоящих Правил, действуют до окончания срока их действия и порядок ведения разведки и разработки по этим проектам регулируется положениями настоящих Правил, за исключением глав 4, 6, 10.

5. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

1) геологические запасы – запасы углеводородов, находящиеся в залежах;

2) щадящий режим работы – режим работы скважины в период временной эксплуатации, соответствующий технологическим критериям, обеспечивающим щадящий режим работы, при временной эксплуатации скважин в период разведки, указанным в пункте 263-1 настоящих Правил;

3) углеводороды – нефть, сырой газ и природный битум;

4) сложные проекты – проекты, к которым относятся:

морские проекты, предусматривающие разведку и (или) добычу любых углеводородов на участке (участках) недр, который (которые) полностью или частично расположен (расположены) в пределах казахстанского сектора Каспийского моря;

газовые проекты на суше, предусматривающие разведку и (или) добычу углеводородов на участке (участках) недр, содержащем (содержащих) газовую или газоконденсатную залежь или месторождение с долей объема нефтенасыщенной части двадцать пять процентов и менее от общего объема углеводородов залежи или месторождения;

проекты на суше, предусматривающие разведку и добычу углеводородов на любом участке недр, с не менее чем одним из следующих параметров: содержащем запасы нетрадиционных углеводородов; абсолютная глубина самой верхней точки, выявленной (выявленного) залежи (месторождения) углеводородов составляет не менее 4500 метров; содержание сероводорода в обнаруженной (обнаруженном) залежи (месторождении) составляет в пластовом флюиде 3,5 и более процента; обнаруженная (обнаруженное) залежь (месторождение) характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности 1,5 и более, который определяется как отношение пластового давления к гидростатическому давлению с плотностью жидкости 1000 кг/м3 в стволе скважины; обнаруженная залежь относится к неструктурным ловушкам;

5) базовые проектные документы в сфере недропользования по углеводородам – проект разведочных работ; проект пробной эксплуатации; проект разработки месторождения углеводородов;

6) залежь углеводородов – часть недр, содержащая изолированное природное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород;

7) месторождение углеводородов – залежь или совокупность залежей, относящихся к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади, отчет по подсчету запасов которых получил положительное заключение предусмотренной Кодексом государственной экспертизы недр;

8) разработка (промышленная разработка) месторождения углеводородов – добыча углеводородов, проводимая в период добычи;

9) запасы углеводородов – масса нефти, конденсата, а также объем газа в залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20°С) условиям;

10) подсчет запасов углеводородов – детальное изучение недр, объединяющее в себе все сведения, полученные в процессе поисков, оценки, пробной эксплуатации и промышленной разработки залежей углеводородов, по результатам которого подсчитывается количество и дается оценка качества запасов углеводородов;

11) оперативный подсчет запасов углеводородов – оценка запасов углеводородов по вновь обнаруженным залежам углеводородов на основе первичных сведений, полученных в процессе проведения поисков и оценки залежей углеводородов;

12) опробование пласта – комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценку характера насыщенности пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта и дебита скважин. Опробование пластов проводится как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и в эксплуатационной колонне;

13) нефть – сырая нефть, газовый конденсат, сланцевая нефть, а также углеводороды, полученные после очистки сырой нефти и обработки горючих сланцев, нефтебитуминозных пород или смолистых песков;

14) пробная эксплуатация – работы, проводимые с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин для составления проекта разработки месторождения. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию скважин и добычу углеводородов в исследовательских целях;

15) зависимые скважины – поисковые или оценочные скважины, целесообразность бурения и точки заложения которых определяются по результатам бурения независимых скважин или других геологических исследований, предусмотренных в проекте разведочных работ с целью уточнения геологического строения залежи;

16) независимые скважины – первоочередные поисковые или оценочные скважины, бурение которых проводят для выяснения основных черт строения залежи (совокупности залежей) и их размещение намечается по данным геофизических исследований, результатам поискового бурения;

17) технические проектные документы – документы, разрабатываемые на основе базовых проектных документов, включая, но, не ограничиваясь, следующими проектными документами: проект сейсмических работ; технический проект на бурение скважин; проект обустройства, проект консервации участка недр; проект ликвидации или консервации технологических объектов; проект ликвидации последствий недропользования по углеводородам;

18) испытание скважины – временная эксплуатация скважины в исследовательских целях в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи;

19) временная эксплуатация скважины – эксплуатация скважины для испытания объектов в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи сроком свыше 90 (девяносто) дней при соблюдении щадящего режима работы скважин, а также при наличии программы развития переработки сырого газа, если по результатам испытания скважины выявлено наличие сырого газа в составе нефти.";

пункт 21 изложить в новой редакции:

"21. При выделении в разрезе поисковых или оценочных скважин продуктивных пластов (объектов испытания в скважине), испытание объектов в скважине производится на срок, установленный проектом разведочных работ. Допускается испытание каждого продуктивного пласта (объекта испытания в скважине) на срок не превышающий 90 (девяносто) дней для каждого объекта испытания с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований.

Допускается испытание объектов в скважине на срок свыше 90 (девяносто) дней при условии наличия утвержденной программы развития переработки сырого газа.

Временная эксплуатация пробуренных скважин в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи без утилизации попутного газа, либо без переработки (утилизации) добываемого газа не допускается.

Моментом начала временной эксплуатации поисковых и оценочных скважин является фактический переход скважины в режим временной эксплуатации после истечения установленного периода испытаний объектов в скважине (свыше 90 (девяносто) дней).

При временной эксплуатации поисковых и оценочных скважин недропользователь проводит комплекс промысловых исследований при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений в соответствии с пунктом 326 настоящих Правил.";

пункт 23 изложить в новой редакции:

"23. Недропользователь в течение месяца со дня подтверждения обнаружения уполномоченным органом по изучению недр письменно уведомляет об этом компетентный орган и начинает разработку дополнения к проекту разведочных работ, предусматривающего проведение работ по оценке, а также программы развития переработки сырого газа в рамках временной эксплуатации пробуренных скважин.";

в пункте 84:

подпункт 6) изложить в новой редакции:

"6) извлечение углеводородов в порядке, предусмотренном проектом разработки месторождения;";

дополнить подпунктом 7) следующего содержания:

"7) мониторинг межколонного давления.";

в пункте 101:

подпункт 10) изложить в новой редакции:

"10) раздел по переработке (утилизации) сырого газа;";

дополнить подпунктом 11) следующего содержания:

"11) раздел по мониторингу межколонного давления.";

пункты 231 и 232 изложить в новой редакции:

"231. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, в установленном порядке временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемыми уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.

232. Все скважины, выполнившие свое назначение, дальнейшее использование которых в другом качестве признано нецелесообразным или невозможным, в установленном порядке подлежат ликвидации в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемыми уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.";

в заголовок главы 14 вносится изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется;

в заголовок главы 15 вносится изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется;

дополнить пунктами 245-1 и 245-2 следующего содержания:

"245-1. В соответствии со статьей 148-1 Кодекса, в целях увеличения извлечения нефти на месторождениях углеводородов недропользователями могут применяться методы увеличения извлечения нефти, которые в зависимости от сложности подразделяются на традиционные и специальные.

К традиционным методам увеличения извлечения нефти относятся первичные и вторичные способы разработки месторождений.

Первичные способы разработки представляют собой способы извлечения нефти, основанные на использовании потенциала внутренней энергии пласта, при которых приток нефти обеспечивается за счет естественных природных факторов. К первичным способам разработки относятся следующие режимы:

водонапорный (естественный);

упругий (упруго-водонапорный);

газонапорный (режим газовой шапки);

режим растворенного газа;

гравитационный;

смешанный.

Вторичные способы разработки предусматривают извлечение нефти с использованием искусственного поддержания пластовой энергии и направлены на поддержание пластового давления. К вторичным способам разработки относятся:

закачка воды;

закачка газа.

Специальные (третичные) методы разработки направлены на мобилизацию остаточной нефти путем воздействия на свойства пластовой нефти и (или) закачиваемых агентов. Специальные методы подразделяются на:

тепловые (закачка пара, парогравитационный дренаж, закачка растворителя в газовой фазе, внутрипластовое горение, горячая вода);

газовые (водогазовое воздействие, закачка углеводородного газа, углекислого газа, азота, воздуха, дымовых газов);

химические (закачка растворов поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, кислот, химических композиций, гелеполимерное заводнение, мицеллярные растворы);

микробиологические;

комбинированные.

245-2. Порядок расчета объемов углеводородов, добытых с применением специальных методов увеличения извлечения нефти, определяется следующим образом:

определение прогнозного уровня базовой добычи нефти без применения специальных методов увеличения извлечения нефти осуществляется с использованием аналитических или численных методов (геолого-гидродинамическая модель).

При использовании аналитических методов расчета базовой добычи выполняются следующие этапы:

определение перечня реагирующих добывающих скважин;

определение базового периода;

определение применяемого метода прогноза показателей (характеристики вытеснения – кривые обводнения или кривые падения);

расчет прогнозного уровня базовой добычи нефти.

При использовании численных методов выполняются следующие этапы:

построение геолого-гидродинамической модели;

адаптация геолого-гидродинамической модели к фактическим показателям разработки;

расчет прогнозного уровня базовой добычи нефти.

Объем нефти, добытый с применением специальных методов увеличения извлечения нефти, определяется как разница между фактическим уровнем добычи и прогнозным уровнем базовой добычи без применения специальных методов увеличения извлечения нефти.

Выполнение расчетов базовой добычи нефти без применения методов увеличения извлечения нефти осуществляется в соответствии с нормативно-техническими документами в области углеводородов.";

заголовок главы 16 изложить в новой редакции:

"Глава 16. Эксплуатация поисковых, оценочных, добывающих и нагнетательных скважин";

дополнить пунктом 263-1 следующего содержания:

"263-1. Эксплуатация поисковых и оценочных скважин в период разведки допускается при соблюдении следующих технологических критериев, обеспечивающих щадящий режим работы:

1) нефтяные залежи:

временная эксплуатация поисковых и оценочных скважин допускается фонтанным способом;

для месторождений с газовой шапкой (пластовое давление ровняется давлению насыщения) временная эксплуатация не допускается;

для залежей с пластовым давлением выше давления насыщения допускается эксплуатация скважин при забойном давлении выше давления насыщения;

допускается эксплуатация скважин при забойном давлении не ниже 0,85 единиц от пластового давления;

допускается превышение газового фактора над газосодержанием не более 10 %;

по участку недр, не относящемуся к сложным проектам разведки углеводородов, допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 5 %, суммарно до 30 % от начального пластового давления, но не ниже давления насыщения;

по сложным проектам разведки углеводородов допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 3 %, суммарно до 50 % от начального пластового давления, но не ниже давления насыщения;

в процессе временной эксплуатации допускается работа скважин с обводненностью до 70 %;

при обводненности скважин выше 70 % временная эксплуатация запрещается;

2) газовые и газоконденсатные залежи:

допускается эксплуатация скважин при забойном давлении не ниже 0,95 единиц от пластового давления;

допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 2 %, суммарно до 30 % от начального пластового давления, но не ниже давления начала конденсации;

в процессе временной эксплуатации допускается работа скважин с обводненностью до 25 %;

при обводненности пласта выше 25 % временная эксплуатация запрещается.";

пункт 274 изложить в новой редакции:

"274. Эксплуатация скважин при любом способе осуществляется при наличии в них насосно-компрессорных труб. Материал, размеры и глубина спуска данных труб в скважину зависят от характеристики откачиваемой жидкости, термобарических условий в скважине, способа эксплуатации и определяются по утвержденным методикам и рекомендациям.

Требования, указанные в части первой настоящего пункта, не распространяются на участки недр, содержащие сланцевую нефть.";

пункт 296 изложить в новой редакции:

"296. Для контроля за эксплуатацией скважин проводится комплекс исследований с определением основных параметров: компонентного состава пластового флюида, вязкости, плотности, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, составов выделившегося газа и дегазированной нефти, а также зависимости газосодержания, объемного коэффициента и плотности пластового флюида от давления. График отбора глубинных проб нефти/газоконденсата из скважин должен быть составлен геолого-промысловой службой предприятия с учетом ввода в эксплуатацию новых скважин и их равномерного распределения по площади залежи. Отбор и исследования глубинных проб пластового флюида выполняются по каждому эксплуатационному объекту.";

пункт 334 изложить в новой редакции:

"334. Минимальная периодичность комплекса исследований скважин для контроля за разработкой месторождений (нефтяных и газонефтяных) устанавливается согласно приложению 3 к настоящим Правилам.

На объектах с большим фондом скважин обеспечивается рациональный охват исследований действующего фонда в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам.

Для объектов с малым количеством скважин (менее 50 скважин от общего фонда) доля исследований увеличивается по усмотрению недропользователя в целях повышения охвата и достоверности получаемых результатов. При планировании исследований учитывается карта охвата, позволяющая определить оптимальный объем исследований для конкретного объекта разработки.";

пункт 346 изложить в новой редакции:

"346. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений осуществляются в соответствии с нормативно-техническими документами.

Объем, периодичность и состав исследований дифференцируются по стадиям разработки с учетом степени выработанности извлекаемых запасов и текущих задач управления разработкой.

Стадии разработки определяются исходя из доли отбора извлекаемых запасов:

I – стадия ввода в эксплуатацию – до 15 % отбора извлекаемых запасов;

II – стадия стабилизации добычи нефти (пиковая добыча) – от 15 до 40 %;

III – стадия естественного снижения добычи – от 40 до 65 %;

IV – поздняя (завершающая) стадия, характеризующаяся низкими темпами разработки и высокой степенью обводненности продукции – свыше 65 % отбора извлекаемых запасов.

Стадийность распространяется не только на месторождение в целом, но и на отдельные объекты разработки (пласты, залежи, эксплуатационные объекты), поскольку темпы выработки запасов, динамика добычи и технологические показатели по ним различаются.

Допускается уточнение и корректировка критериев установления стадии разработки с учетом геолого-физических особенностей месторождения, принятой системы разработки и проектных решений.

К основным критериям относятся фактическая динамика добычи, доля отбора извлекаемых запасов, уровень обводненности продукции, изменение газового фактора, энергетическое состояние пласта, а также иные технологические и экономические показатели.

Стадия разработки устанавливается в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения.";

пункт 448 изложить в новой редакции:

"448. Порядок ликвидации последствий недропользования по углеводородам, консервации участка недр по углеводородам и (или) консервации и (или) ликвидации технологических объектов устанавливается в Правилах консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.";

раздел III исключить;

дополнить приложением 3 согласно приложению к настоящему приказу.

2. Департаменту разработки и добычи нефти Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

3) в течение десяти рабочих дней после официального опубликования настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования, за исключением абзацев второго, третьего, пятого, шестого, седьмого, девятого, десятого, одиннадцатого, двенадцатого, тринадцатого, четырнадцатого, пятнадцатого, шестнадцатого, семнадцатого, восемнадцатого, девятнадцатого, двадцатого, двадцать первого, двадцать второго, двадцать третьего, двадцать четвертого, двадцать пятого, двадцать шестого, двадцать седьмого, двадцать восьмого, двадцать девятого, тридцатого, тридцать первого, тридцать второго, тридцать третьего, тридцать четвертого, тридцать шестого, тридцать седьмого, тридцать восьмого, тридцать девятого, сорокового, сорок первого, сорок второго, сорок третьего, сорок четвертого, сорок пятого, сорок шестого, сорок седьмого, сорок восьмого, сорок девятого, пятидесятого, пятьдесят первого, пятьдесят второго, пятьдесят третьего, пятьдесят четвертого, восемьдесят девятого, девяностого, девяносто первого, девяносто второго, девяносто третьего, девяносто четвертого, девяносто пятого, девяносто шестого, девяносто седьмого, девяносто восьмого, девяносто девятого, сотого, сто первого, сто второго, сто третьего, сто четвертого, сто пятого, сто шестого, сто седьмого, сто восьмого, сто девятого, сто десятого, сто одиннадцатого, сто двенадцатого, сто тринадцатого, сто четырнадцатого, сто пятнадцатого, сто шестнадцатого, сто семнадцатого, сто восемнадцатого, сто девятнадцатого, сто двадцатого, сто двадцать первого, сто двадцать второго, сто двадцать третьего, сто двадцать четвертого, сто двадцать пятого, сто двадцать шестого, сто двадцать седьмого, сто двадцать восьмого, сто двадцать девятого, сто тридцатого, сто тридцать первого и сто тридцать второго пункта 1 настоящего приказа, которые вводятся в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики Республики Казахстан

Е. Аккенженов

"СОГЛАСОВАН"
Агентство Республики Казахстан
по атомной энергии

"СОГЛАСОВАН"
Министерство финансов
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство промышленности
и строительства
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

	Приложение к приказу Министр энергетики Республики Казахстан от 16 апреля 2026 года № 157-н/қ
	Приложение 3 к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр

Требования
к минимальному комплексу исследований скважин при контроле разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

№ п/п	Виды исследований	Периодичность	Охват действующего фонда скважин	Категории скважин
І стадия разработки месторождений
1	Текущая промысловая информация
1.1	Дебит жидкости/ приемистость	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие
1.2	Обводненность продукции	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
1.3	Газовый фактор	(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
		(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
1.4	Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные
		2 раза/месяц	100 %	Водонагнетательные, газонагнетательные
1.5	Забойное давление (Рзабойное)	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные
1.6	Пластовое давление (Рпластовое)	1 раз/квартал	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие
	Пластовое давление (Рпластовое)	6 раз/год	100 %	Наблюдательные и пьезометрические
2	Гидродинамические исследования
2.1	Исследования на установившихся и неустановившиеся режимах фильтрации*	1 раз/год	100 %	Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные
		По необходимости		Водозаборные, поглощающие, наблюдательные на водоносный горизонт
3	Промыслово-геофизические методы*
3.1	Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения	1 раз/год	50 %	Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, ****
		По необходимости		Газовые
3.2	Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния)	1 раз/год	50 %	Нагнетательные*****
3.3	Определение технического состояния скважины	По необходимости		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные***
3.4	Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности	1 раз/год	10 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы*****
		1 раз/год	100 %	Пьезометрические
		1 раз/год	100 %	Наблюдательные
4	Физико-химические исследования
4.1	Отбор глубинных проб******	Не менее 1 скважины на залежь		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
4.2	Отбор проб на устье	По необходимости для целей обустройства		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
		1 раз/год	1 проба на куст/ узел закачки	Водозаборные, поглощающие
4.3	Анализ закачиваемой воды	1 раз/год	100 %	Водонагнетательные
ІІ стадия разработки месторождений
1	Текущая промысловая информация
1.1	Дебит жидкости/ приемистость	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, Водонагнетательные, газонагнетательные
1.2	Обводненность продукции	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
1.3	Газовый фактор	(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
		(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
1.4	Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления	2 раза/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
		1 раз/месяц	100 %	Водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные
1.5	Забойное давление (Рзабойное)	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные
1.6	Пластовое давление (Рпластовое)	2 раз/год	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие
	Пластовое давление (Рпластовое)	4 раза/год	100 %	Наблюдательные и пьезометрические
2	Гидродинамические исследования
2.1	Исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации*	1 раз/год	20 %	Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные
		По необходимости		Водозаборные, поглощающие, наблюдательные наводоносный горизонт
3	Промыслово-геофизические методы*
3.1	Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения	1 раз/год	50 %	Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, ****
		По необходимости		Газовые
3.2	Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния)	1 раз/год	50 %	Нагнетательные*****
3.3	Определение технического состояния скважины	По необходимости		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные***
3.4	Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности	1 раз/год	10 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы*****
		1 раз/год	50 %	Пьезометрические
		1 раз/год	100 %	Наблюдательные
4	Физико-химические методы
4.1	Отбор глубинных проб******	1 раз/год	3%	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
4.2	Отбор проб на устье	По необходимости для целей обустройства		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
		1 раз/год	1 проба на куст/ узел закачки	Водозаборные, поглощающие
4.3	Анализ закачиваемой воды	1 раз/год	100 %	Водонагнетательные
ІІІ-ІV стадия разработки месторождений
1	Текущая промысловая информация
1.1	Дебит жидкости/ приемистость	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, Водонагнетательные, газонагнетательные
1.2	Обводненность продукции	1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
1.3	Газовый фактор	(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
		(Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные, механизированные
1.4	Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления	2 раза/месяц	100 %	Фонтанные, газлифтные,
		1 раз/месяц	100 %	Механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные
1.5	Забойное давление (Рзабойное)	1 раз/квартал	100 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные
1.6	Пластовое давление (Рпластовое)	1 раз/год	50 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие
	Пластовое давление (Рпластовое)	4 раза/год	100 %	Наблюдательные и пьезометрические
2	Гидродинамические исследования
2.1	Исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации*	1 раз/год	20 %	Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные
		По необходимости		Водозаборные, поглощающие, наблюдательные на водоносный горизонт
3	Промыслово-геофизические методы**
3.1	Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения	1 раз/год	10 %	Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, ****
		По необходимости		Газовые
3.2	Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния)	1 раз/год	20-50 %	Нагнетательные*****
3.3	Определение технического состояния скважины	По необходимости		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные***
3.4	Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности	1 раз/год	10 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы и штанговые глубинные насосы*******
		1 раз/год	По необходимости	Пьезометрические
		1 раз/год		Наблюдательные
4	Физико-химические методы
4.1	Отбор глубинных проб*****	1 раз/год	1- 2 %	Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
4.2	Отбор проб на устье	По необходимости для целей обустройства		Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные
		1 раз/год	1 проба на куст/ узел закачки	Водозаборные, поглощающие
4.3	Анализ закачиваемой воды (количество взвешенных частиц)	1 раз/месяц	100 %	Водонагнетательные

Примечание:

* При проведении гидродинамических исследований скважин не менее 50 % исследований проводятся с определением полного комплекса параметров (пластовое давление, коэффициент продуктивности скважины, скин-фактор). Для целей контроля пластового давления рекомендуется использование скважин всех категорий эксплуатационного фонда. В случае если в скважине невозможно добиться минимум трех различных режимов работы - исследования методом установившихся отборов (исследования на установившихся / квазиустановившихся режимах фильтрации) с построением индикаторной диаграммы (ИД) не проводятся. При этом общее количество скважин, исследуемых методами ГДИС с требуемым охватом, должно быть сохранено.

** При проведении ремонта или геолого-технологических мероприятий – 1 раз до и 1 раз после.

*** Проведение комплекса геофизических исследований скважин в водозаборных скважинах проводятся при необходимости.

**** Охват исследованиями профиля притока с кривой восстановления уровня при необходимости изменяется.

до 5 %.

***** Для месторождений с высоковязкими углеводородами охват нагнетательных скважин, охватываемых исследованиями профиля поглощения, составляет 20% от общего количества действующего водонагнетательного фонда и 30% от паронагнетательного фонда.

****** Не менее 3 параллельных проб для подтверждения полученных данных.

******* В скважинах, оборудованных штанговыми глубинными и электроцентробежными насосами, исследования по определению профиля притока и текущего насыщения на скважинах действующего фонда выполняются при текущем капитальном ремонте и геолого-технологическое мероприятии. При необходимости проведении исследования текущего насыщения при возврате на выше/нижележащие горизонты.